A. 制氢的成本高吗
电解水制氢高，烃类水蒸气转化制氢成本低，看你干什么用了！
B. 氢能源“降成本”为何困难重重
制氢方式决定降成本可能性不高
制氢的常见方式包括：
这是五种常见的制氢方式，第一种的常规燃料指的是天然气，均为不可再生的化石燃料；很显然这种方式不能普及，投入巨大的人力物力和财力去研发电动 汽车 ，初衷正是为了减少对常规能源的依赖，同时去减少二氧化碳排放，可是通过这种方式会产生大量的二氧化碳，会加剧温室效应；且国内天然气的储能比较有限，满足CNG车辆使用都有压力，更别提去制氢了。
甲醇重整制氢也标记哦常见，上世纪应用的很广泛，理论上用甲醇制氢确实能做到无排放，但是甲醇可不像江河水一样随处可取；制备甲醇主要是以一氧化碳、二氧化碳加压催化氢化法合成，使用的原料主要是天然气、石脑油、重油、煤炭和焦炭等，燃料是否清洁不能只看燃料本身，还要看获取或制造燃料是否存在污染，那么用甲醇制氢就不是理想选项了，车辆燃烧甲醇也没有什么意义。
工业副产品制氢主要是从焦炉煤气变压吸附工艺制氢，作为副产物仍旧要去看主体，主体本身不够清洁也就不用讨论氢气的规模化生产与应用了。水铝制氢技术近几年热度较高，但这种制氢的方式同样存在污染的问题，以目前的技术似乎就没有“清洁制氢”的理想方式，至此似乎决定了氢燃料普及无望，唯一的希望就是“电解水制氢”，然而看起来还是不靠谱。
2021年出现过“拉闸限电”，初衷不论是为了去垃圾产能还是对虚拟币行业进行打击，实际上也确实有用电紧张的问题；那么电解水制氢也就行不通了，电解水可以获得氢气，这是个很成熟的制氢方式，但是损耗也特别大。
氢燃料 汽车 不是“用氢气替代天然气”，以燃烧氢气产生热能的“燃气车”，本质实际是电动 汽车 。
氢气加注到氢燃料 汽车 的储氢罐里，增程模式中为消耗氢气发电，电流输入到电池组和电机以实现充电和驱动车辆行驶；这是典型的“增程式电动 汽车 ”，一公斤的氢在车辆上通过燃料电池发电，能转化出大约20kwh左右的电能。普通代步车高速巡航驾驶的电耗都在20kwh/100km以上，中大型车可以达到30kwh左右，也就是说“百公里氢耗可以达到1.0-2.0kg”。
但是用电解水制备一公斤的氢所消耗的电大约为60kwh左右，那么跳过“电制氢、氢转电”的流程，是不是等于这种氢燃料增程电车的实际耗电量达到了60-120kwh/100km左右了呢？实际上就是这样，这是在浪费有限的电能。
有些说法认为光伏发电、电解水制氢、氢燃料增程的方式可行，这看起来也有些天方夜谭；光伏发电的效率不高，按照 计算的话，1 的发电功率能有200瓦左右就算不错。假设一台车要加注5kg的氢，制氢需要耗电300kwh左右，想要在一小时内获得300kwh的电能，需要的是大约1500 的光伏发电板，发电板的成本是相当高的哦。
所以用这种方式制氢的成本也会非常之高，其次储氢罐的成本也非常高，目前每公斤高压储氢的成本在6000元上下，实制造成本极高、储备和运输成本极高，这样车即便量产也用不起，所以氢燃料 汽车 目前看来没有什么前景可言。
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我们单位就有负责制造氢气的车间，很危险！特爱容易爆炸，有一次爆炸，两百多公斤的阀门飞出好几公里！给附近老百姓的房子都震裂了。我们的技术就是烧煤然后产生一氧化碳在通过反应得到氢气，成本很高。氢气不易储存和运输，还爱爆炸！如果装到 汽车 上，稍微泄露一点，遇到一点打火就容易爆炸！
2022年，即将到来的北京冬奥会刮起了一阵氢能源的旋风。冬奥会的火炬传递，全部采用氢能源。在核心赛区，延庆和张家口投入了700余辆氢燃料大巴车，用于日常的交通运输。
这股“氢旋风”还刮到了A股市场上，氢能源概念红到发紫，刺激个股频频涨停——主营气体运输装备的京城股份，在去年12月份实现了14个涨停板，股价单月飙涨300%；主营高压容器的石重装实现了六连板；开发氢能电源产品的动力源，也在上月下旬连续三个涨停板。
这是氢能源在当下火热的缩影。与其他新能源相比，氢能源不仅储量大、无污染，还兼具零碳排的特性。每单位质量所蕴含的能量更是石油的3倍、煤炭的4-5倍。除此之外，氢能源应用场景广泛，氢燃料电池可以供给重载卡车、有轨电车、船舶、无人机、分布式发电等行业；绿色制氢还可消纳太阳能和风能发电间歇式、状态高低起伏不定的问题。
根据中国氢能联盟的预测，到2025和2035年，我国氢产业产值将分别达到1万亿和5万亿规模。
氢能前景固然广阔，但落地的困境却不容忽视。
在国外，日美的氢能源能占到各自能源总量的10%以上。日本拥有世界上数量最多加氢站，美国则拥有最低廉的氢能源价格，两国燃料电池应用均已经投入商业销售。
反观国内，当前氢能源的占比只有4%。据未来智库测算，2020年我国氢能总成本约为60-80元/kg，距离30元/kg的可商用价格相距甚远。
氢能源价格居高不下，还要追溯到制氢、储氢和运氢三大环节，它们使我国氢能发展面临着开局不利、技术瓶颈与规模化约束等重重难题，令“降成本”困难重重。
那么，氢能降成本难题究竟如何拆解？又如何破解？
01 点歪“ 科技 树”的制氢
中国的能源结构可以归纳为“富煤、贫油、少气”。这种特殊的结构令中国成了名副其实的“煤炭大国”——大量的化工产业平均每天要消耗掉95万吨的煤炭资源，同时产生巨量的化工副产物。
这些副产物中，焦炉气和氯碱等是极其便利的制氢原料。我国氢能源产业发展的初期，就依托化工生产中的副产物作为主供氢源的原材料，以节省制氢投资，降低成本。
借助原生资源的优势，短短几年间，我国就成为世界第一大产氢国。2020年中国氢气产量突破2500万吨，已连续多年位列世界第一。
但成也萧何，败也萧何。
依托化工副产物生产的氢能源，有个致命的问题——不能算作真正的“绿色能源”。
事实上按照制氢工艺的不同，氢能源大体分为 “灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。其中，借由对工业副产物进行提纯获取氢气，俗称“灰氢”。通过裂解煤炭或者天然气所得的氢气，便是“蓝氢”。“绿氢”则是通过可再生能源、电解水等方法，实现全程百分之百零碳排、零污染。
“灰氢”和“蓝氢”本质上仍然是用化石燃料提供能量，会产生大量的碳排放。相关研究表明，制造“蓝氢”所产生的碳足迹，比直接使用天然气或煤炭取暖高出20%，比使用柴油取暖高出约60%。而“灰氢”的污染还要高出18%-25%。纵使有碳捕捉与封存技术（CCS）降低碳排放，依旧是杯水车薪。
也就是说，要符合氢能源产业零碳排的核心理念，产业界只能期望于绿氢。
但中国的绿氢产能着实少得可怜。由于我国氢能源产业相较欧美日发展较晚，为了在短期内快速发展，我国优先选择了依托于优势资源煤炭发展氢产业，其代价便是，“绿氢”制备所需的基础建设的投资和相关技术迟迟未有发展。2020年，我国灰氢的占比超过60%，绿氢尚且不足1%。
一笔经济账可以看出绿氢与灰氢的成本差距：
在我国，电解水制氢的平均成本是38元/kg，其中电力成本要占到总成本的50%以上，而使用工业副产物制氢，平均成本仅仅只8-14元/kg。这意味着，工业电价要从当前的0.6kW·h对半折到0.3kW·h以下，绿氢才能在市场上具有竞争性。
但对标欧美日等国家，欧盟的绿氢的成本价低于14元/kg；美国的绿氢在12元/kg左右，而日本的绿氢成本固定在13.2元/kg。
如何让绿氢从奢侈品行列变成经济适用型，成为困扰中国氢能产业的一大难题。
而进一步拆分成本，造成绿氢高成本的两大因素分别是电力消耗量和架设电解槽费用。欧美给出的解答是政府引导+技术革新。
在欧盟，从2020起由政府牵头投资相继安装了6千兆瓦的可再生氢能电解槽，降低企业制造绿氢时电解槽的费用。
在技术上，欧盟摒弃采取工业用电电解水的模式，而使用PEM技术电解制氢。PEM技术的电解池结构紧凑、体积小，这使得其电解槽运行电流密度通常是碱性水电解槽的4倍以上，效率极高，平均每生产1立方米氢气可节省1千瓦时的电力。
想要让这个棵歪掉的“ 科技 树”回到正轨，就需要投入很高的时间成本和资金成本。
去年11月，中石化建成首座PEM氢气提纯设施，其阴极和阳极催化剂、双极板以及集电器等关键核心材料部件均实现国产化，制氢效率达85%以上。而这笔投资的门槛是数十亿，研发周期在两年以上。
宝丰能源也在斥巨资投入绿氢项目。其在互动平台上表示，2021年4月，耗时两年后，公司首批电解水制氢项目全部投产，预计年产2.4亿标方“绿氢”和1.2亿标方“绿氧”。据其公开披露数据，近两年来，宝丰能源在绿氢项目上已投入超过20亿元。
除了两家代表性头部企业以外，绝大多数中下游的企业，仍在生产灰氢。如何将点歪的灰氢 科技 树扭转回绿氢产业，必将需要长时间的产业引导。
02 被“氢脆”卡脖子的储氢
作为一种化学性质活泼的气体，氢气生产之后，需要用一种既安全又经济的方式储存起来。储氢不仅是令我国头疼的难题，而且在全世界，都没有很好的解决办法。
国内的主流方法是采取高压气态储氢。目前，我国储氢瓶的成本造价在27000元左右，同时配套设施的价格在15万元，对标美国，储氢瓶的价格也在22000元左右，略低于中国，但同样高昂。
高成本源于氢顽皮的特性，学术上称作“氢脆现象”。
所谓“氢脆”是指，氢气会在金属晶粒附近聚集起来，破坏金属的结构，让金属胀气变脆。氢气会在金属内累积成18.7兆帕的高压，这是地表气压187倍。更糟糕的是，氢脆一经产生，就消除不了。
氢脆在 历史 上引发过严重的事故。
1943年1月16日的晚上，俄勒冈州造船厂发出巨响，尚未交付的自由轮一下子断成了两半，这在当时引起了巨大的恐慌，众人都以为是纳粹的黑 科技 。
无独有偶，2013年，世界上最宽的桥，旧金山-奥克兰海湾大桥为即将到来的通车进行测试。然而仅仅2周，负责把桥面固定在水泥柱上的保险螺栓就出现了裂痕，96个保险螺栓里有30个坏掉了，使得这座大桥几乎成了废品。
为了缓解“氢脆”的困扰，全球想出了一种特殊的解决方法——低温液态储氢。将氢气压缩成液体，能大幅避开气态氢造成的安全隐患。
学界普遍认为，液氢储运技术是储氢技术发展的重要方向。
但目前，我国液氢储运技术相对落后，缺少大容量、低蒸发率的液氢存储设备的开发。仅有的一些研究，多聚焦在高压气态储氢方面。
例如，2020年，中科院宁波材料所使用高强高模碳纤维作为储氢瓶的内胆，大幅提升了储氢瓶性能。企业方面，京城股份投建了全亚洲最大的高压储氢瓶设计测试中心及生产线。
储氢成本的大山，路漫漫其修远兮。
03 “爹不疼妈不爱”的运氢
作为氢气“出厂”前的最后一步，运氢在整个氢能产业链中地位举足轻重。
然而长期以来，我国的氢气运输产业处于“爹不疼妈不爱”的境地，没有系统性的规划——几乎所有中央和地方层面的战略规划中，都提到了制氢和终端应用环节。
理论上，氢气运输产业分为短途和中长途两种。短途的运输可依赖长管拖车，中长距离的运输对成本敏感许多。其中一种经济的方式，是先将氢气转为高密度的液氢状态再进行运输。
液氢能适应陆运和海运的模式。在陆运上，液氢储罐最大容积可达到200立方米，是长管拖车模式的2倍。海运的液氢储罐最大容积可达到1000立方米，在欧洲和加拿大氢气运输中，就均采用液氢海运的模式。
如此重要的液氢在中国却产能极低。目前，液氢工厂仅有陕西兴平、海南文昌、中国航天 科技 集团有限公司第六研究院第101研究所和西昌卫星发射中心等，主要服务于航天发射， 总产能仅有4t/d， 最大的海南文昌液氢工厂产能也仅2t/d。目前， 中国民用液氢市场基本空白。
而对标欧美，美国是全球最大、最成熟的液氢生产和应用地域，拥有15座以上的液氢工厂， 全部是5t/d以上的中大规模，总产能达到375t/d。此外，亚洲有16座液氢工厂， 日本占了2/3。
另外一种是借由管道运输，但现实是，我国氢气管网严重不足，全国累计仅有100km输氢管道，且主要分布在环渤海湾、长江三角洲等地。在2016年的统计数据，全球共有4542km的氢气管道，其中美国有2608km的输氢管道， 欧洲有1598km的输氢管道。
目前，我国仅仅在《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》提到，期望在2030年建成1000m长的氢气运输管道。而对比国外，管道运输已经开始全面与上下游形成联动。
例如，德国在北莱茵至威斯特法伦州铺设的240km的氢气管道，在给用户供氢的同时这些氢气管道也为工业所用。德国Frankfurt的氢气管道直连加氢站与氯碱电解工厂，可以免去压缩机直接供氢。
总结来说，由于上层规划的缺失，我国氢能运输仍处于“地方割据”的局面，还未形成规模经济。
04 破题关键词：液氢
氢能源产业的相关的难题是多方面的，但抽丝剥茧，氢能源产业迫切需要解决的问题集中在存储和运输之上。
原理很简单，“绿氢”的生产技术可以逐步迭代，但氢气如果不能长期低成本地存储，生产再多的“绿氢”都是徒增消耗。
此外，氢气如果不能便捷运输，氢能的广泛应用就是无从谈起。对照电力行业，正是高压输电技术的成熟，电力才能在全国范围内大规模应用。
而储氢与运氢问题的源头，在于液氢。
无论是存储端的低温业态储氢技术，还是中长距离的液氢运输，都少不了大规模液氢的身影。因此，如何提升液氢产量、开发相关储运设备，是氢能应用降成本的关键。
欧美日氢能产业的发展也能佐证这一点。欧盟早《未来氢能和燃料电池展望总结报告》就提到液氢重要性，同时在液氢方面的投资也从不吝啬。2021年在法国，一个液氢厂的投资就超过1.5亿美元。
美国垄断了全球85%的液氢生产和应用，根据美国氢能分析中心的统计，在液氢的帮助下，美国的氢能源被大量用于石油化工行业和电子、冶金等行业，两大行业平均每年要消耗掉82000吨的液氢。
日本则在液氢加氢站方面走在了前列。液氢加氢站具有占地小，储量大的优势，甚至能完成制氢就发生在加氢站里。
目前，日本有建成142座，占全球加氢站总数的25%，依托于加氢站，日本燃料 汽车 投放使用全球领先，燃料 汽车 的商业化也是全球最好的。
所以，中国的液氢亟需从当前军用、航天领域，走向大规模民用环节。
思考欧美日液氢的发展历程，我们有许多借鉴之处，概括而言，包括三点：
一、政策引导，为相关工作提前铺好路。2021年5月，国家相关部门陆续出台了《氢能 汽车 用燃料液氢》、《液氢生产系统技术规范》和《液氢贮存和运输技术要求》三个文件，制定了三项国家标准，这将对液氢发展起到关键性引领作用。
二、龙头企业牵头，建成大规模氢液化系统。液氢生产工厂的建设成本高，必须由龙头企业率先投产，提高生产规模，才能有效降低单位成本。
三、系统整合相关资源，发挥产学研机制作用。例如，建立政府、研究机构和企业的氢能源产学研合作平台，将科研产品第一时间应用到实际生产当中。
05 结语
世界已进入双碳时代。国际氢能委员会预计，2050 年氢能源将占全球能源消耗总量的18%，催生年产值2.5万亿美元的产业。
世界各国对氢能源越发重视，欧美日各国氢能源产业的规划已经做到了2050年后，并且还在迭代更新；而在我国，自2021年氢能被列为“十四五”规划重点发展产业后，国家和各地政府迅速出台了400多项政策，规划了2025年之前的产业发展目标。
一场事关产业政策、技术竞技的产业争霸赛已经打响。
C. 工业制氢工艺有哪几种成本又是怎么样的工业氢气价格是怎么样高纯氢气价格又是多少
第一：高级石油烃裂解时候的裂解气里面有氢气
第二：甲烷在高温下分解也可以有氢气
第三：用炭和高温水蒸气可以合成水煤气，也含有氢气
第四：点解水可以有高纯度氢气
总体来看 4成本最高然后2次之然后1最廉价是3
D. 制作一个氢气球的成本
生产氢气球成本最底[每个氢气球0.02元，直径25cm]
街头上的氢气球的灌气，不是用正规的瓶装工业氢气，而是小贩土造的。
在一个铁罐中，用氢氧化钠和铝反应，生成氢气，但是没有任何安全措施，加入的氢氧化钠和金属铝的量全凭经验，如果超压也不能泄放，引发人身伤害屡见不鲜。
土法制氢是极其危险的，就是玩氢气球也没有少出事故，远离这种危险。
E. 电解水制氢一公斤利润多少
电解水制氢一公斤利润为33亿元一吨。制氢成本8元～10元一公斤，卖到35～70一公斤，平均净利润30元一公斤左右光目前110万吨产能就是33亿净利润，液态氢利润更高些。美锦制氢成本1公斤12元，公司终端售价1公斤20元（不含补贴），公司氢年产量18.7万吨，利润多少。
F. 电解水制氢一公斤需要多少电
56度电。
目前的电解水制氢还有一个成本问题，电解水制氢的耗电量是每公斤氢需56度电，按一度电0.3元的电价计算，1公斤氢的用电成本就是16.8元。用光伏电电解水制氢的成本也约为16.94元／公斤。
水电解制氢是一种较为方便的制取氢气的方法。在充满电解液的电解槽中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气。
制作原理：
在一些电解质水溶液中通入直流电时，分解出的物质与原来的电解质完全没有关系，被分解的是作为溶剂的水，原来的电解质仍然留在水中。例如硫酸，氢氧化钠，氢氧化钾等均属于这类电解质。
在电解水时，由于纯水的电离度很小，导电能力低，属于典型的弱电解质，所以需要加入前述电解质，以增加溶液的导电能力，使水能够顺利地电解成为氢气和氧气。
G. 新能源大时代，谁是大赢家——光伏、锂电、氢能行业全解析
题记：在30·60的号角下，中国正进入一个全新的且富有绝对想象空间的新能源大时代，这其中既有浮沉十年走向平价的光伏，也有逐步大放异彩的锂电池、储能以及被寄予厚望的氢能，它们将共同推动中国走向碳中和的星辰大海。
同样是新能源，上述几个行业，既有共性与融合，也有其独特的发展路径与特点。本文作者试图从技术路线、发展路径、潜力空间、数据测算等多个维度就新能源涉及的多个行业进行剖析。
2021年宁德时代（CATL）的全球市场份额将进一步攀升，比亚迪刀片电池批量供应，刀片一出安天下。预计前五大：宁德时代（CATL）、LG、松下、比亚迪、三星会占据全球市场份额的85%以上，前十名占据95%的份额。锂电池行业既是资金密集型行业，又是技术密集型行业。
锂电池行业竞争比光伏更加惨烈，光伏设备投资也会面临技术路线和成本之争，但是一般不会清零。而锂电如果没有合适的客户和过硬的产品，极有可能面临设备投资打水漂，这方面已经有案例出现。
本质上光伏产品及组件相对标准化同质化，一线品牌和一般产品差异不大，很难卖出产品溢价；而锂电池涉及到电化学，易学难精，一线产品往往比一般产品溢价5%以上，有些细分产品甚至会更极端；导致有效优质产能严重不够，差的产品即使低价也无人问津。
关于磷酸铁锂和三元：宁德时代董事长曾毓群认为，磷酸铁锂电池的增长速度会非常快，因为它比较便宜。随着充电桩越来越多，电动 汽车 的续航里程就不需要那么长。“没开过电动车的人比较焦虑，真正开过的人就不大焦虑，所以应该来说磷酸铁锂比例会逐渐的增加，三元占比会减少。”
随着磷酸铁锂占有率提高，现阶段再布局锂电池首先得明确产品定位，确保产品有市场机会，市场得精准细分，专注做好一款磷酸铁锂动力电芯兼顾储能可能有大的市场机会。
磷酸铁锂的巨大想象空间不仅体现在对续航要求较低的乘用车上，更大空间在对寿命要求更高的商用车领域，储能领域。
电池是能源的储存介质，大能源领域本质是成本为王，效率优先；光伏、锂电概莫如是。
像早年的光伏领域，2016年前都是成本更低的多晶硅片电池占据主流，一度市占率超过85%。在光伏巨头隆基持续产业投入的影响下，金刚线切割硅片工艺异军突起，彻底打破单晶硅片成本瓶颈，2020年单晶市占率超过85%。在下一代大硅片，薄片化工艺趋势下，N型单晶topcon工艺将引领下一代光伏技术变革，单晶将淘汰掉多晶硅片；N型topcon电池与HJT电池之争，同样基于成本考虑，topcon将成为下一代光伏电池主流；
主要考虑以下三方面因素：1、即使量产情况下，设备投资HJT是topcon的2倍左右，而且老产线没有办法改造，所有产线得重置，这是所有巨头们最头疼的；2、HJT及topcon效率相当，在叠加钙钛矿方面机会均等（钙钛矿市场机会尚未出现），需处决于钙钛矿的成本和方案；3、耗材成本HJT的银浆远远高于topcon,topcon浆料未来有可能全面使用更低成本浆料，成本差距会更加巨大。
电动车领域的电池情况稍微温和些，三元和铁锂，不存在谁淘汰谁，基于用户多元化选择。
三元能量密度更高，体积更小，低温性能更好，将在部分高端车型始终占据一席之地。而磷酸铁锂以低成本长寿命等特性快速抢占其他其他市场，尤其以电动重卡，工程机械，储能领域最为瞩目。
2021年将是大力出奇迹的一年，电动车及动力电池领域将迎来未来十年增长最快的一年，也是行业巨擘疯狂布局奠定江湖地位的一年；之前的各种预测都有可能出现极大偏差。半年前笔者曾做过一个预测，回头看行业已经发生重大变化，新能源替代的脚步，正以大家难以估量的速度在加速替代；我们通常会高估1-2年的变化，而低估未来10年的变化，确实替代的速度将更加猛烈。
2021年动力电池出货量，全球大概率超过350gwh，比2020年增长150%，全球电动车2021年出货量达到600万辆以上，中国市场有机会成倍增长到250万台，发展势不可挡。笔者之前调研到部分厂家出货量甚至增长3-500%，磷酸铁锂用量接近60%，这种惊人的发展速度可能持续一段时间。锂电前5名，甚至前10名都在疯狂布局产能。
2025年，全球电动车占有率超过35%，达到3000万辆，按平均60度/车计算，电池用量达到1800gwh，C公司产能可能达到1000gwh，巨头正式步入TWH时代。储能及商用车领域用量估计超过500gwh，三元与磷酸铁锂的比例可能接近35：65，磷酸铁锂将占据市场绝对主流。
展望2030年，全球电动车出货量会整体超过90% ，达到9000万辆，动力电池用量超过6000gwh，0.6元/kwh，则动力电池市场为3.6万亿人民币，燃油车无限接近禁售，算上储能市场锂电池的出货量极有可能接近1万亿美元。
2030年，以光伏+储能为代表的新能源将颠覆整个传统能源生产的格局！
全面颠覆传统能源需要解决的问题？实现低成本光伏+低成本储能，综合成本低于火电。光伏的系统成本已经降到3元/W，部分分布式电站已经降到2.35元/W的成本，遥想2007年系统成本达到60元/W，13年时间，成本降到5%；很快磷酸铁锂储能系统降到1元/wh以下，充放次数可以达到10000次。
2025年光伏系统成本到2元/W，摊到25年折旧加财务成本，1500小时/年发电小时数，度电成本0.1元每度电以内；储能系统成本低于1元/WH，充放次数10000次，按15年折旧，度电存储成本低于0.1元每度，；光伏+储能系统成本0.2元/kw，2030年成本有望降到0.15元每度电以内，成本远低于化石能源。
2020年全球用电量约30万亿度，随着电动化的迅速发展，则2030年全 社会 用电量将达到50万亿度。2030年大概率发生事件，光伏+储能可以占领全球电力市场30%，约15万亿度电。按全球范围发电条件来看，平均1250小时的年发电量可以期待，1GW（100万千瓦）装机量约12.5亿度电。
则15万亿度电，需要总装机量12000GW，地面装机占地面积约12万平方公里。预测光伏地面系统成本2025年2元/W（组件1元/W）；2030年1.8元/W（组件0.8元/W），光伏市场未来需求10年需求，12000*18-=216000亿，21.6万亿人民币。
2040年全球电力需求将达到70万亿度，2040年占领全球电力市场60%，约42万亿度电，需要总装机量33600GW，2030-2040年得新增21600GW光伏装机量，地面装机新增土地面积21万平方公里。
成本方面，2035年1.6元/W（组件0.7元/W），2040年1.5元/W（组件0.6元/W），整体光伏市场21600*15=32.4万亿人民币，进入平稳发展期。
2021-2030将是光伏行业的白金十年。
2030年，15万亿度电约需要60%储能，9万亿度电储能，平均每天充放1.2次计算，工作按300天计算，需要7.5万亿kwh储能，需要250亿kwh储能装机量，约25000GWH。
储能市场按照均价0.8元/kwh计算，市场总量20万亿，跟光伏市场相当并驾齐驱。
2040年，42万亿度电约需要60%储能，25.2万亿度电储能。平均每天充放1.2次计算，工作按300天计算，需要21万亿kwh储能，需要700亿kwh储能装机量，约70000GWH；新增45000gwh。
储能市场按照均价0.65元/kwh计算，市场总量29.25万亿，跟光伏市场体量相当。
未来十年毫无疑问是光伏和储能最为辉煌的十年，诞生的机会不可估量。
隆基股份与朱雀投资布局氢燃料，光伏龙头布局氢燃料，给了大家很多想象空间，光伏+氢能战略浮出水面，利用越来越廉价的光伏发电来制备储存氢气，既解决了光伏发展的天花板，也生产出大量可替代石油的清洁能源。日本最近投产了全球最大的光伏制氢项目，国内领先企业阳光电源，隆基抓紧产业布局。中石油，中石化等传统能源企业同样在加快光伏+储能+制氢的产业布局。
实际上最近中东的光伏招标电价以及达到1.04美分/kwh，真是没有最低只有更低，技术的迅速发展大大超过我们的想象，中东地区的光伏+储能有可能在2025年达到2美分/kwh，那中国鄂尔多斯高原，青海格尔木地区2025年光伏+储能成本将达到2.5美分/kwh，折合0.1625元/kwh，光储联合制氢将大行其道，电解水制氢的直接能源成本将低于10元/KG。
氢能市场将异军突起，氢能来源广泛，燃烧性能好且零排放，有望成为碳中和战略中的核心一环。氢是宇宙中分布最广泛的物质，约占宇宙质量的 75%。氢气燃烧性能良好，且安全无毒。氢气空气混合时可燃范围大，具有良好的燃烧性能，而且燃烧速度快。
同时氢气燃烧时主要生成水和少量氨气，不会产生诸如一氧化碳、碳氢化合物等，与其他燃料相比更清洁。同时氢气导热性能、发热值高。氢气的导热系数高出一般气体导热系数的10倍左右，是良好的传热载体。
氢的发热值 142,351kJ/kg，是汽油发热值的 3 倍，远高于化石燃料、化工燃料和生物燃料的发热值。氢的获取途径多、热值高、燃烧性能好、清洁低碳，更重要的是反应后生成的水，又可在一定条件下分解出氢，实现循环再生可持续发展。
作为燃料广泛应用于交通运输行业，用于氢燃料电池或者直接燃烧；供热：钢铁水泥造纸氨气应用或者建筑行业直接供热；作为冶金及钢铁行业还原剂还有石化行业的原材料。水泥行业燃烧大量的天然气和煤炭，为了碳减排，需要氢气来中和二氧化碳生产甲醇。
现阶段大量氢气来源于煤制氢及天然气制氢，即所谓的灰氢，随着风光发电成本进一步下降以及电解水制氢设备成本的快速下降，未来2-3年，绿氢的制备成本可以到10元每公斤，不用储存加压，纯化直接用于石化行业作为原料，水泥行业，冶金钢铁等行业，需求将暴增。
煤制氢成本约7元每公斤，天然气制氢约10元每公斤，则绿氢的制备成本接近天然气制氢，考虑到未来的碳税和碳交易收益，绿氢将极大的替代现有的煤制氢以及天然气制氢。
2500万吨的氢气存量空间将形成一定替代，新增场景体现在陆地交通运输场景，海上货运、邮轮、飞机、水泥、冶金等领域将全面采用氢气。
氢气用途展望：低成本氢气除氢燃料电池车辆使用，石油化工，炼钢等都将得到更大规模使用。
工业副产氢的热值价值相当于12元/KG，理论上氢气终端销售价格在当下这个是底线价格，按氢燃料电池用于交通行业，16度电/kg氢气的水平，则氢气转化为电能的价格为每度电0.75元，这个是极限假设的价格。
如果绿氢的价格可以低于12元/Kg，需要考虑制氢设备的折旧和效率，需要光伏风电的价格低于0.15元/kwh,则氢气可以掺杂在天然气管道中，掺杂比例在5-10%,对管道的影响会比较少。可以考虑在天然气管道的周边建设大规模的风光互补电站来来联合制氢。
这个场景12元/公斤的氢气如果用在电动车上，通过储能、运输、加注到车端成本则可能接近30元每公斤，成本偏高。而直接用于石化，钢铁则减少了大量中间环节。也可以考虑用在水泥行业碳捕捉，将二氧化碳+氢气，制取甲醇。石化，钢铁，水泥行业如果大规模推广氢气应用，需求量将不低于1亿吨，二氧化碳的减排量更是惊人，极大加快推动碳中和。
按照现阶段城市氢气补贴后的价格一般高于30元/KG，换算成度电成本接近2元/度电，远远高于现在的工业电价：谷电约0.3元/度电，平电约0.6元/度电，峰值约电价1.2元/度。氢燃料电池的使用成本会一直高于锂电，乘用车用氢燃料电池的必要性大打折扣。
那么，氢燃料电池在交通运输的使用应该在广阔的长途运输，商用大卡车，远洋货轮，该场景需要能量密度较高的氢燃料。
以商用车领域为例：然而续航超过300公里的49吨牵引车，配置6组氢瓶+110kw燃料电池系统+130kwh锂电，整个系统约2.5吨，比传统天然气车及柴油车的质量多1吨左右。解决方案是氢瓶减重，用全氢燃料电池系统。氢燃料的大规模使用，最终必须满足成本低于化石能源，才有机会普及。目前来看任重道远，而跟纯电动拼使用成本尚不具备优势，只能拼场景；如果能够得到15元/KG的绿色氢气，长途货运，远洋货轮，炼钢这些场景则可以大规模应用氢气。
光照条件充足的中东地区，可利用光伏+储能+制氢，考虑到光伏和储能成本接近2美分/kwh，在中东地区制氢将变得实际可行。
用高能量密度氢气来储存新能源以替代石油资源，将是沙特及中东地区最大的机会。如果沙特建设庞大的光伏电站约3000GW，占地面积3万平方公里，年发电量可以达到6.3万亿度，考虑到全天候制氢，则60%需要通过锂电储能，其中6万亿度电用来电解水制取氢气，产生1亿吨氢气，10元每公斤的氢气通过海运将占领全球市场，每年收入1万亿人民币，与沙特现阶段的石油规模相当。
电解海水制氢还可得到副产品氘氚，又是人类终极能源核聚变的主要原材料，实现商用航天的关键。
全球大规模光伏发电成本最低为沙特等中东地区，沙特土地面积超过190万平方公里，有大量的土地建设光伏系统。传统石油巨头可全面转型为新能源巨头，以提供高能量密度的氢气为主，2025年沙特光伏成本降到0.8美分/kwh，折合人民币约5.2分/kwh。沙特氢气能源成本低于5元人民币每公斤，全部成本将低于7元/KG，运往全球价格约12元/KG，全球终端销售价格约12-15元人民币每公斤。
低于15元/KG的氢气，在长途货运，远洋航海，炼钢，石化，建材等都将占有一席之地。考虑沙特得天独厚的地理位置，亚非欧板块中心，从红海通过苏伊士运河运往欧美，马六甲海峡运往亚太地区都将具有成本优势。
笔者2018年造访日本，曾与软银孙正义的高参岛聪先生交流，岛聪提及：孙正义曾经构想在沙特建设全球最大的光伏基地，再找中国最好的光伏及锂电技术去沙特联合设厂，打造光伏+锂电的黄金能源组合。生产全世界最便宜的电力通过中国的特高压技术建设涵盖中亚、东北亚的电力网络，经过伊朗，中亚，中国，将清洁的电力输送给日本，因为日本的平均电价超过0.2美金/kwh。不得不佩服孙的雄才伟略，异想天开。
光伏电站易建，不过经过这么多国家建电力网络难度就大了，而光伏储能制氢则就变得更容易实现了，然后通过远洋运输更有可落地性。
很多人会问，中国会成为新能源领域的沙特吗？中国不一定成为新能源领域的沙特，倒可以成为产业输出方；沙特源于独到的地理位置，如果和中国联手有机会在未来的五十年，仍然成为全球的新能源中心。
在于中国目前是全球最大的光伏生产基地，光伏技术领先全球，光伏技术具有标准化，可复制的特点。而且形成了独立的装备能力和材料开发能力，行业内又有普遍后进入者优势，可后发制人。
那么就可以在中东地区发展光伏+锂电储能产业，低成本足以改变全球能源格局，同样中国的锂电技术具有跟光伏类似的特点。沙特可以和中国强强联手共同发展光伏及锂电储能产业，中国通过技术输出在沙特建设全球最大的光伏基地和光伏储能电站，沙特利用强大的资本实力实现从石油到新能源的转型。
沙特的光伏产品可以行销全球，光伏产生的电可以销售到欧洲及非洲、印度等亚洲缺电国家。光伏制氢可以远销亚洲，欧美，沙特有机会成为新的全球能源中心。
阿联酋三个国有实体组成了阿布扎比氢能联盟，将富含化石燃料的酋长国定位于未来绿氢气的主要出口国，海湾国家已经认识到了这种替代燃料的重要性，氢能的开发在下一步是至关重要的。从最大的石油输出国成为最大的氢气出口国，这样的机会将刺激沙特阿拉伯以及阿联酋，沙特王国已经计划在特大未来城市中建造世界上最大的由光伏和风能联合制氢工厂，整个城市将是绿色电力，沙特也想实现氢气出口国的伟大的计划，他们认为沙特将成为氢气的全球领导者，给沙特下一个50年机会。
当然全世界其他的地方，尤其是光照和风电特别发达的地区，例如澳大利亚也在计划发展氢气，宣布要投资1500亿美金用于绿色氢气的制造；中国的西北地区正在大力发展光伏风电联合制氢。沙特有全球最好的光伏资源，全球的光照时间最长，最长时间甚至可以达到一年2800个小时；如果可以全力以赴的发展绿色的氢气，将有机会成为全球最大的绿色氢气的制造基地，同时成本可以做到全球最低。
总之，平价的新能源将在下个十年惠及全球，实现大部分国家的能源独立、自由和平。
作者简介：陈方明，易津资本&博雷顿 科技 创始人，博雷顿 科技 正成为电动工程机械、重卡及相关领域配套储能的领军企业。作为有超过十年风险投资经验的专家，在新能源、新材料领域做了深厚布局。
他着眼于高精尖技术，聚焦新能源领域的硬 科技 ，投资过常州聚和、拉普拉斯、凯世通、南通天盛、杭州瞩日及量孚等一大批新能源企业。其中量孚作为磷酸铁锂正极材料公司，其利用独特工艺，一步法合成磷酸铁锂，有望将磷酸铁锂正极材料成本降低20%。
陈方明是上海市五一劳动奖章获得者，他创立的博雷顿获得了高新技术企业、高新技术成果转化、市重点人工智能示范项目、高端装备首台套、交通部国家级行业研究中心、上海市专精特新项目等一系列名号和荣誉。